王科，劉愷，程哲，邱生敏

（中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心，廣州 510663）

0 前言

抽水蓄能電站因具有雙倍的調(diào)峰和快速響應(yīng)負(fù)荷變化的特點(diǎn)，其在電力系統(tǒng)中的主要作用可以歸結(jié)為以下幾點(diǎn)：承擔(dān)電力系統(tǒng)調(diào)峰填谷任務(wù)；改善煤電和核電站的運(yùn)行工況，提高節(jié)煤效益；減少水電站的棄水；提供系統(tǒng)的事故備用、調(diào)相、調(diào)頻和和啟動(dòng)等服務(wù)，是保障電力系統(tǒng)的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的重要電站[1]。

電力負(fù)荷迅速增長，峰谷差不斷加大，用戶對(duì)電力供應(yīng)的安全和質(zhì)量期望值也越來越高。為減少化石能源消耗，控制大氣污染物排放，應(yīng)積極優(yōu)化我國的電源結(jié)構(gòu)。長遠(yuǎn)來看，國家將大力發(fā)展核電、風(fēng)電及其他可再生能源發(fā)電。從經(jīng)濟(jì)與安全運(yùn)行的角度，核電應(yīng)當(dāng)盡可能避免調(diào)峰，主要承擔(dān)基荷。風(fēng)電等可再生能源發(fā)電的可控性較差，具有反調(diào)節(jié)特性，往往給調(diào)峰帶來更大的困難。因此，隨著核電、風(fēng)電及其他可再生能源發(fā)電比重的不斷提高，為提高系統(tǒng)運(yùn)行的安全性與靈活性，必須配置相應(yīng)規(guī)模的調(diào)峰電源。因此大力發(fā)展電網(wǎng)調(diào)節(jié)器的抽水蓄能電站將具有十分重要的戰(zhàn)略意義[2-5]。

目前，南方電網(wǎng)已投產(chǎn)蓄能裝機(jī)容量548萬千瓦（其中廣蓄180萬千瓦，惠蓄240萬千瓦，清蓄128萬千瓦，不包括香港中華電力公司租賃廣蓄60萬千瓦容量），約占廣東電網(wǎng)系統(tǒng)裝機(jī)容量的5.2%，占南方電網(wǎng)總?cè)萘康?%。根據(jù)《南方電網(wǎng)電源優(yōu)化研究》，預(yù)計(jì)至2020年，南方電網(wǎng)還將新增蓄能裝機(jī)360～600萬千瓦。同時(shí)總調(diào)、廣東中調(diào)、香港中華電力調(diào)度、深圳中調(diào)、海南中調(diào)都將開展蓄能調(diào)度運(yùn)行管理工作。

從廣蓄、惠蓄和清蓄多年的調(diào)度經(jīng)驗(yàn)來看，目前南方電網(wǎng)在抽水蓄能電站調(diào)度方面主要存在不同蓄能電廠使用不均衡、精細(xì)化操作不夠以及經(jīng)驗(yàn)型調(diào)度長期占主導(dǎo)地位等問題，因此，亟需提出多蓄能電廠的聯(lián)合優(yōu)化調(diào)度策略，為實(shí)現(xiàn)多蓄能電廠的精益化調(diào)度，充分利用網(wǎng)內(nèi)蓄能資源提供技術(shù)支持。

1 日前計(jì)劃安排模式存在的問題

根據(jù)2016年惠蓄、清蓄和廣蓄的計(jì)劃電量來看，惠蓄計(jì)劃發(fā)電電量為17.4億千瓦時(shí)，計(jì)劃抽水電量為21.3萬千瓦時(shí)，清蓄計(jì)劃發(fā)電電量為9.3億千瓦時(shí)，計(jì)劃抽水電量為10.4萬千瓦時(shí)，而廣蓄計(jì)劃發(fā)電電量為16.2億千瓦時(shí)，計(jì)劃抽水電量為15.1億千瓦時(shí)。從惠蓄，廣蓄和清蓄的有效庫容來看，三個(gè)電廠上庫有效庫容比例為2.55:1.58:1，但是從計(jì)劃發(fā)電電量來看，三個(gè)電廠比例為1.87:1.74:1，發(fā)電量和電廠有效庫容不一致，造成資源利用不均衡。

考慮到2016年惠蓄、清蓄和廣蓄的開停機(jī)次數(shù)差別較大，加之未來多個(gè)抽蓄電廠的投產(chǎn)，急需在日前計(jì)劃安排階段引入日前計(jì)劃聯(lián)合優(yōu)化安排，在滿足電力平衡、庫容約束、網(wǎng)絡(luò)約束等條件下，實(shí)現(xiàn)蓄能電廠使用的均衡性。

2 日前計(jì)劃聯(lián)合優(yōu)化模型

2.1 日前計(jì)劃聯(lián)合優(yōu)化目標(biāo)

根據(jù)公平性原則，從充分利用抽蓄電廠有效庫容的角度出發(fā)，使的各抽蓄電廠的年發(fā)電量正比于其有效庫容。采用該策略，在滿足電網(wǎng)和抽蓄運(yùn)行需求的情況下，可以使得各抽蓄電廠的剩余庫容保持均衡，一旦出現(xiàn)突發(fā)情況，需要緊急開出抽蓄出力，此種情況下可調(diào)用的抽蓄出力最大，避免因個(gè)別抽蓄電廠庫容使用過多，導(dǎo)致緊急情況下可開出機(jī)組較少。

為此，定義如下參數(shù)：

1)抽蓄電廠i年度電量理論進(jìn)度因子其中，n為網(wǎng)內(nèi)抽蓄電廠數(shù)目，Ci為抽蓄電廠i的有效庫容；

2)抽蓄電廠i實(shí)際發(fā)電進(jìn)度因子其中Qi為抽蓄電廠i年度已發(fā)電量；

3)考慮當(dāng)日發(fā)電計(jì)劃后抽蓄電廠i實(shí)際發(fā)電進(jìn)度因子

4)抽蓄電廠i發(fā)電進(jìn)度因子差值ΔSi，其中

基于上述參數(shù)，定義蓄能電廠日前計(jì)劃聯(lián)合優(yōu)化目標(biāo)如式（1）所示：

即：各抽蓄電廠發(fā)電進(jìn)度因子差值ΔSi的方差最小，其中

采用該目標(biāo)函數(shù)，通過考慮各抽蓄電廠已發(fā)電量，利用當(dāng)日計(jì)劃電量，使得各抽水蓄能電廠發(fā)電量盡量正比于其有效庫容，實(shí)現(xiàn)抽水蓄能資源利用的均衡性。

2.2 日前計(jì)劃聯(lián)合優(yōu)化約束條件

安排抽水蓄能電廠日前計(jì)劃時(shí)，主要從抽水蓄能電廠本身和斷面約束本身的限制，具體如下：

2.2.1 庫容約束[4]

抽蓄電廠所安排電量必須小于其可用庫容最大發(fā)電量，同時(shí)，也要大于因庫容原因需要發(fā)電的最小發(fā)電量，即：

其中：為抽蓄電廠i的日發(fā)電電量，和是有抽蓄電廠i的可用庫容確定的可發(fā)電量上下限，f()為抽蓄電廠i的庫容與發(fā)電量模型。

2.2.2 出力約束約束[5-6]

由于斷面限制和抽蓄電廠本身檢修或水頭等問題而導(dǎo)致的抽蓄電廠出力限制，即

其中：為抽蓄電廠i在t時(shí)刻的出力，和為在斷面約束下抽蓄電廠i的最小和最大出力。

2.2.3 年度已開機(jī)次數(shù)平衡性約束

由于頻繁的開停機(jī)會(huì)對(duì)機(jī)組造成損傷，因此，為了避免對(duì)同意抽水蓄能電廠頻繁啟停，建立年度已開機(jī)次數(shù)約束平衡性，要求各機(jī)組年度已開停機(jī)次數(shù)mi在所有抽蓄電廠平均開停機(jī)次數(shù)上下一定的范圍內(nèi)，即：

其中：α1和α2為上下限閾值，根據(jù)實(shí)際情況確定。

2.2.4 開機(jī)一致性約束

不同抽蓄電廠出現(xiàn)機(jī)、泵同開是對(duì)電能資源的浪費(fèi)，因此，在安排抽蓄機(jī)組日方式時(shí)，必須避免機(jī)組機(jī)、泵同開的現(xiàn)象，保持開機(jī)一致性，即：

其中：為選定的標(biāo)桿抽蓄電廠在t時(shí)刻的出力。

2.2.5 電力平衡約束[7-15]

電力平衡約束為每個(gè)時(shí)刻點(diǎn)各抽水蓄能出力Δ之和等于抽水蓄能總出力要求ΔPt，即：2.2.6 電量平衡約束[7-15]

各抽蓄電廠每日電力積分值等于其當(dāng)日所發(fā)電量，即：

2.2.7 開停機(jī)次數(shù)等式約束

各抽蓄電廠當(dāng)日開停機(jī)次數(shù)Δmi為相鄰兩個(gè)時(shí)刻點(diǎn)電廠出力絕對(duì)值的異或值，即：

2.2.8 抽發(fā)電量平衡約束[16-20]

各抽蓄電廠當(dāng)日抽發(fā)水量保持平衡，即：

其中：為抽水電量，為發(fā)電電量。

2.3 日前計(jì)劃聯(lián)合優(yōu)化實(shí)施步驟

1）年初根據(jù)各抽蓄電廠的有效庫容容量，計(jì)算各抽蓄電廠年度電量理論進(jìn)度因子；

2）南網(wǎng)總調(diào)計(jì)劃編制人員通過考慮廣東統(tǒng)調(diào)得到的負(fù)荷預(yù)測(cè)值、西電東送計(jì)劃及廣東省內(nèi)機(jī)組的開機(jī)計(jì)劃，確定次日廣東省內(nèi)抽蓄電廠的總?cè)諆?nèi)曲線；

3）各抽蓄電廠在日前提交由于庫容因素導(dǎo)致的最大和最小發(fā)電量和出力限制；

4）各中調(diào)日前提交因斷面約束導(dǎo)致的抽蓄電廠最大和最小出力限制；

5）總調(diào)根據(jù)各抽蓄電廠年度已發(fā)電量，基于前述模型計(jì)算各抽蓄電廠次日計(jì)劃曲線；

6）總調(diào)將各抽蓄電廠初步曲線下發(fā)給各抽蓄調(diào)管機(jī)構(gòu)，各抽蓄調(diào)管機(jī)構(gòu)根據(jù)調(diào)管區(qū)域的調(diào)頻需求、調(diào)峰需求和備用需求等對(duì)抽蓄電廠的初步曲線進(jìn)行修改，并將修改后的曲線、修改量和修改原因提交總調(diào)審核；

7）總調(diào)對(duì)各中調(diào)修改后的曲線進(jìn)行審核，確定各抽蓄電廠的最終曲線并下發(fā)給各中調(diào)，各中調(diào)將最終曲線下發(fā)給所調(diào)管的各抽蓄電廠。

3 實(shí)例分析

以惠蓄、清蓄和廣蓄的原計(jì)劃發(fā)電情況作為已知信息，對(duì)1月11日利用本文所提方法對(duì)三個(gè)抽蓄電廠的計(jì)劃曲線進(jìn)行編排，并和方式所編排的11日三個(gè)抽蓄電廠的曲線進(jìn)行對(duì)比分析，結(jié)果如圖1-3所示：從三個(gè)抽蓄電廠的進(jìn)度因子可以看出，惠蓄發(fā)電滯后，進(jìn)度因子偏差為-0.21，廣蓄和清蓄超前，其中，清蓄超前較多，進(jìn)度因子偏差為0.092，廣蓄為0.017，總的進(jìn)度因子偏差方差為0.025。

對(duì)比1-11原計(jì)劃曲線和優(yōu)化后計(jì)劃曲線的發(fā)電進(jìn)度因子偏差方差可以看出，采用本方法所安排的1-11日計(jì)劃曲線的發(fā)電進(jìn)度因子偏差方差為0.019，比原計(jì)劃曲線在降低惠蓄、清蓄和廣蓄電廠的發(fā)電進(jìn)度因子偏差方面效果更好，證明了所提模型的有效性。

圖1 惠蓄1月11日計(jì)劃曲線優(yōu)化前后對(duì)比

圖2 廣蓄1月11日計(jì)劃曲線優(yōu)化前后對(duì)比

圖3 清蓄1月11日計(jì)劃曲線優(yōu)化前后對(duì)比

從圖1至圖3的三個(gè)抽蓄電廠的計(jì)劃曲線優(yōu)化前后對(duì)比可以看出，本文所提模型在1-10日發(fā)電量進(jìn)度的情況上，相對(duì)于原計(jì)劃曲線，通過較大提高惠蓄發(fā)電量，相對(duì)維持廣蓄發(fā)電量和較大降低清蓄發(fā)電量來最大程度的平衡三個(gè)抽蓄電廠的發(fā)電進(jìn)度，提高抽蓄利用的均衡性。

為了進(jìn)一步驗(yàn)證指標(biāo)進(jìn)度因子的適應(yīng)性，以考慮AGC調(diào)節(jié)效果的惠蓄、清蓄和廣蓄1月11日實(shí)際運(yùn)行曲線為優(yōu)化對(duì)象，從1月11日三個(gè)抽蓄電廠的實(shí)際進(jìn)度因子可以看出，由于廣蓄未按計(jì)劃運(yùn)行，調(diào)整較大，導(dǎo)致1月11日發(fā)電進(jìn)度因子偏差方差較10日進(jìn)一步擴(kuò)大，三個(gè)抽蓄電廠利用的均衡性進(jìn)一步破壞。而利用本文所提模型對(duì)原計(jì)劃曲線進(jìn)行日內(nèi)修改后可以看出，1月11日的發(fā)電進(jìn)度因子偏差方差由10日的0.024 8降為0.017 9，比11日的實(shí)際發(fā)電進(jìn)度因子偏差方差更是降低了0.007 4,降幅達(dá)29.1%，較大程度的平衡了三個(gè)抽蓄電廠的發(fā)電進(jìn)度，驗(yàn)證了指標(biāo)的有成效性。

從1月11日三個(gè)抽蓄電廠的實(shí)際進(jìn)度因子可以看出，由于廣蓄未按計(jì)劃運(yùn)行，調(diào)整較大，導(dǎo)致1月11日發(fā)電進(jìn)度因子偏差方差較10日進(jìn)一步擴(kuò)大，三個(gè)抽蓄電廠利用的均衡性進(jìn)一步破壞。而利用本文所提模型對(duì)原計(jì)劃曲線進(jìn)行日內(nèi)修改后可以看出，1月11日的發(fā)電進(jìn)度因子偏差方差由10日的0.025降為0.018，比11日的實(shí)際發(fā)電進(jìn)度因子偏差方差更是降低了0.007,降幅達(dá)29.1%，較大程度的平衡了三個(gè)抽蓄電廠的發(fā)電進(jìn)度。

4 結(jié)束語

為了提高抽水蓄能資源的利用效率，提高抽蓄資源使用的均衡性，本文從日前計(jì)劃的角度多抽蓄電廠的協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度進(jìn)行了探討，提出了基于抽蓄電廠發(fā)電進(jìn)度因子的多抽蓄電廠的協(xié)調(diào)優(yōu)化調(diào)度方案，在保證電網(wǎng)安全和運(yùn)行需求的前提下，解決經(jīng)驗(yàn)型調(diào)度長期占主導(dǎo)地位等問題，使得各抽水蓄能電廠發(fā)電量盡量正比于其有效庫容，實(shí)現(xiàn)抽水蓄能的精益化調(diào)度和抽蓄資源利用的均衡性。